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22/04/24 électricité et prix négatifs - prix spots - investissements - charbon allemand - etc...

Dernière mise à jour : 3 mai

D'abord, quelques éléments qui constituent des arguments forts pour notre combat contre les EnR intermittentes

Objet : quelques infos et quelques chiffres importants

La revue de presse de ce jour est riche en informations et il m’a semblé utile d’attirer votre attention sur certains éléments, qui confirment une fois de plus, l’aberration de l’ARENH et du développement des énergies renouvelables intermittentes pour la fourniture d’électricité nationale.Bien sûr, on ne parle que de cela, et pas de l’autoconsommation qui est tout à fait souhaitable et laissée à l’appréciation de chacun.

1°) Les charges de service public de l’énergie prévisionnelles au titre de 2024 

Actuellement la CRE (commission de régulation de l’énergie) prévoit pour 2024 un coût d’achat par EDF de l’électricité éolienne, en hausse, à :

-       100,8 € le MWh pour l’éolien terrestre

-       187,9€ le MWh pour l’éolien offshore

Source : « Charges de service public de l’énergie prévisionnelles au titre de 2024 » délibération du 13/7/23, page 9 (copie capture d’écran en annexe)

Vous constaterez que les prix d’achat ont augmenté entre 2022 et 2024, alors que depuis des années on nous annonce que les prix baissent :

_éolien terrestre en 2022 : 92,7 € le MWh et 100,8 € en 2024 (+ 8,7%)

_ éolien offshore en 2022 : 169,6 € le MWh et 187,9 € en 2024 (+ 10,8%)

 

2°) L’ARENH (accès régulé à l’électricité nucléaire historique)

Dans le même temps EDF continue de vendre à ses concurrents 100 TWh de sa production nucléaire (320,4 TWh en 2023), soit plus de 30%, à 42€ le MWh. Ils s’approvisionnent quand ça les arrange, quand les prix de marché sont supérieurs à 42€….

Pour info capture d’écran de l’évolution des prix de marché de 2020 à mars 2024 pour 6 pays d’Europe. Ce système dénoncé par les experts qui ont été interviewés par la commission Schellenberger a permis des marges colossales à ces sociétés, qui rappelons-le, ne produisent pas, sinon des factures comme le dit si bien F Bouglé dans l’extrait d’interview ci-dessous.

 

3°) 6 milliards par an pour RTE et 6 milliards pour Enedis :

Le développement des EnR intermittentes qui génère des sources de production multiples, réparties à travers toute la France, (à l’opposé du nucléaire qui concentre sa production) nécessite la création de lignes et de postes source ou leur renforcement. Les nouveaux coûts annoncés sont faramineux : 12 milliards par an pour RTE et Enedis. Sans doute, des améliorations auraient-elles dues être apportées au réseau en dehors du développement des EnRI, mais la multiplication des sources est la cause principale.

Conclusion : Tout ce que nous avons évoqué ci-dessus a un coût insensé, prioritairement au bénéfice des exploitants d’énergies renouvelables intermittentes... Dans un pays endetté comme le nôtre, est-il imaginable de faire des choix énergétiques et économiques aussi déraisonnables ?.. Espérons que la future PPE (programmation pluriannuelle de l’énergie) apportera des bonnes surprises.

Une chose est sûre, ce sont les Français qui d’une manière ou d’une autre paient l’addition.


Capture d’écran délibération CRE 13/7/23

Capture d’écran évolution prix du marché de l’électricité de 2020 à mars 2024 pour 6 pays d’Europe

Extrait interview F BOUGLE

« 42,5 milliards d’euros d’argent public ont été ponctionnés par des opérateurs privés sur le marché de l’électricité », selon Fabien Bouglé

"Un hold-up en bande organisée"

3 avril 2024 17:24 Mis à jour: 3 avril 2024 20:40

  

ENTRETIEN – Selon la Cour des comptes, les fournisseurs sur le marché de gros de l’électricité ont dégagé une marge de 42,5 milliards d’euros en 2023. Un véritable « hold-up en bande organisée » pour l’expert en politique énergétique et auteur de Guerre de l’énergie : au cœur du nouveau conflit mondial, Fabien Bouglé qui revient dans les colonnes d’Epoch Times sur les raisons qui ont permis à certains opérateurs de réaliser une telle marge. Dans cet entretien, il analyse également la condamnation d’un exploitant éolien par la cour d’appel de Rennes.

Epoch Times : Comment les fournisseurs ont-ils réussi à dégager une marge de 42,5 milliards d’euros ? Un rapport de la Cour des comptes a pointé du doigt des « mesures qui pallient imparfaitement les insuffisances de la régulation publique du marché de l’électricité ». Qu’en pensez-vous ?

Fabien Bouglé : Il faut d’abord préciser qu’ils ne sont en rien des fournisseurs d’électricité, mais plutôt des fournisseurs de factures. En France, il n’y a qu’un seul producteur et fournisseur d’électricité, c’est EDF.

En réalité, depuis la loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité) et l’établissement de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), des courtiers en électricité peuvent bénéficier d’un achat de l’électricité au prix cassé de 42 euros le mégawattheure et le revendre, soit aux particuliers aux alentours de 160-180 euros le mégawattheure en faisant concurrence au prix d’EDF en le vendant moins cher, soit en le revendant directement sur le marché de l’électricité.

Avec l’explosion du prix de marché de l’électricité en 2022 et en 2023, il y a eu un différentiel considérable entre les 42 euros le mégawattheure et le prix auquel les courtiers ont pu vendre l’électricité sur le marché ou auprès de leurs clients. L’une des grandes raisons de cette marge absolument gigantesque est l’appropriation par ces producteurs de factures de la marge bénéficiaire d’EDF. C’est EDF qui aurait dû réaliser cette marge et non pas ces profiteurs.

Cette marge résulte donc d’un système établi par la France pour ne pas heurter la Commission européenne et d’une explosion du prix de marché de l’électricité due à la non-disponibilité de nos réacteurs nucléaires en 2023. Cette non-disponibilité des réacteurs a entraîné une baisse de la production nucléaire, et la part qui devait être donnée aux « producteurs de factures » a été largement augmentée, représentant environ 35 % de la production nucléaire totale d’EDF. C’est pour cela que je parle d’un hold-up en bande organisée, parce qu’il s’agit de l’argent des Français qui est ponctionné par ces opérateurs.

Le marché européen de l’électricité est régulièrement critiqué pour avoir permis à des fournisseurs de gagner beaucoup d’argent. Quel est votre avis ? Faut-il, selon vous, en sortir ?

Il est évident que l’ARENH doit être supprimé immédiatement. Et malheureusement, on n’a pas eu la force législative de le faire. Cependant, concernant le marché européen de l’électricité, je crois que la question fondamentale n’est pas de le supprimer parce que la France a des excédents à exporter.

Je suis tout à fait favorable au marché intra-européen de l’électricité. Nous pouvons très bien, par exemple, faire un accord bilatéral avec la Grande-Bretagne en fixant un prix d’échange. Et si à la fin de l’année, on a exporté plus qu’on a importé, c’est une marge pour la France. Ce qui est problématique, c’est le marché européen de l’électricité spéculatif. Il explique en partie, parmi d’autres facteurs, les marges colossales réalisées par certains opérateurs.

Pour résumer, cette marge de 42,5 milliards d’euros est due à l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, mais aussi au marché spéculatif européen de l’électricité et pas au marché européen de l’électricité.

Toutefois, n’oublions pas l’impact des énergies intermittentes sur cette problématique des marges. La France a mis en place un système de subventionnement des énergies intermittentes (panneaux solaires, énergie éolienne, etc.) et quand l’électricité s’intègre dans le marché, les exploitants éoliens, quel que soit le prix de marché, touchent 91 euros le mégawattheure, y compris quand l’électricité est à des prix négatifs. Parfois, il arrive même qu’un producteur d’électricité soit obligé de payer pour liquider son électricité.

C’est en partie dû à l’excroissance des énergies intermittentes dans le réseau. Quand vous avez trop d’énergies intermittentes dans le réseau, les subventions aux exploitants éoliens viennent alourdir la marge réalisée globalement par lesdits fournisseurs alternatifs. Les éoliennes jouent donc aussi leur rôle dans ce système.



Une situation, qui malheureusement, a tendance à se produire et se produira de plus en plus avec le développement des EnRI: les prix négatifs

Nucléaire Révolution Energétique

  • Lorraine VERON

  • 17 Avr 2024

EDF a pris la décision d’arrêter cinq réacteurs nucléaires le week-end dernier, en raison d’une forte baisse de la demande d’électricité faisant chuter les prix. Une aberration qui montre que le réseau n’est toujours pas en mesure de valoriser la production excédentaire des centrales bas-carbone : nucléaire, éolien et solaire.

La France tourne la page de la crise de l’énergie : nos réserves hydrauliques se portent bien et notre parc nucléaire va mieux, après les arrêts inopinés de nombreux réacteurs et les retards pris dans les opérations de maintenance avec la crise sanitaire. Pour preuve, le prix de l’électricité sur le marché de gros est en chute libre. Cette situation s’explique également par le développement des énergies renouvelables qui permet de bénéficier d’un afflux de production d’électricité, dès que le soleil est radieux, comme c’est le cas en ce début de printemps.

Un réseau inadapté aux fortes productions issues des énergies renouvelables

Mais cette hausse de la production d’électricité issue des énergies renouvelables combinée à une baisse importante de la demande peut aussi perturber le réseau, lequel doit en permanence conserver un équilibre parfait entre l’offre et la demande. Ce week-end, les températures anormalement élevées ont anéanti les besoins de chauffage. La consommation nationale a chuté à des niveaux comparables à un dimanche de juillet. En parallèle, les parcs solaires ont tourné à haut régime, atteignant un pic à 10,7 GW dimanche à 13h15. En conséquence, le prix de l’électricité sur le marché spot en France est resté négatif, plongeant à un minimum de -39,89 €/MWh.

Pour maintenir la balance à l’équilibre entre offre et demande, EDF a donc dû arrêter 5 réacteurs nucléaires. Les sites concernés sont ceux de Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

 

Au total, 5,4 GW ont été concernés par cette coupure. On peut toutefois s’interroger sur ces arrêts qui risquent de se renouveler à mesure que le déploiement des énergies renouvelables s’accélère. Le réseau ne semble pas encore tout à fait prêt à accueillir ces nouveaux modes de production décentralisés dont la production dépend des conditions climatiques et n’est pas corrélée aux besoins. Pourtant, déconnecter des réacteurs nucléaires qui produisent une électricité décarbonée apparaît comme un gâchis alors même que ces arrêts sont coûteux

Des solutions existent pour utiliser le surplus de production électrique

Il est surprenant que des solutions ne soient pas déployées pour valoriser le surplus de production électrique, dans le contexte actuel de décarbonation. Faute de demande, des moyens de production bas-carbone sont aujourd’hui bridés, alors qu’ils pourraient se substituer aux énergies fossiles.

Une des pistes pour soutenir la demande est le déploiement du véhicule électrique. Il constitue une des solutions pour gérer le surplus de production puisque la recharge est un moyen de stockage. Pour l’heure, le prix élevé à l’achat et les difficultés d’accès à la recharge privée dans certaines zones du territoire constituent un frein pour beaucoup d’automobilistes.

Il conviendrait également d’accélérer la décarbonation de l’industrie pour augmenter son électrification. Grâce aux systèmes de stockage de grande ampleur tels que les STEP et les méga batteries, ils pourraient bénéficier en semaine d’une électricité à bas-coût stockée les week-ends de faible demande, par exemple.

Commentaires : Dommage !... le marché des véhicules électriques est en chute (voir doc ci-dessous) et les principaux fournisseurs de batteries pour véhicules électriques sont Chinois, Coréens et Japonais : 75,6% du marché (chiffres 2021). Préserver notre souveraineté et notre indépendance !!!

La solution des SMR (petit réacteur) pilotables, dont la technique avance très vite, semble particulièrement adaptée à la fourniture d’électricité ou de chaleur aux industries électro intensives

Concernant les STEP, la France en exploite 6, soit 5 GW de puissance de turbinage. La PPE actuelle prévoit 1 GW supplémentaire en 2028. L’autre axe pour EDF est l’amélioration de la performance et l’augmentation de puissance des ouvrages existants par des modification sur les machines.  Selon l’IFPEN les STEP représentent 97% des capacités de stockage dans le monde. Leur développement est forcément limité par l’espace que requiert les barrages.

Par ailleurs, le recours à l’hydrogène constitue aussi une autre solution qui permettrait de valoriser un excédent de production, et d’éviter ainsi les arrêts de tranches des réacteurs nucléaires. La filière est en plein développement, notamment avec la construction prochaine d’usine d’hydrogène vert qui devrait voir le jour au Havre en 2028, avec le soutien financier de l’État. Enfin, le surplus de production électrique devrait pouvoir faire l’objet d’un stockage à très grande échelle.Commentaires : L’hydrogène vert en particulier reste coûteux et difficile à produire et à stocker dans des bonnes conditions. Selon Remy Prud’homme on enregistre 30% de perte avec les STEP, avec l’hydrogène c’est plus de 70%. Il y aura sans doute des progrès réalisés à l’avenir. Pour l’instant le coût et le rendement ne sont pas au RV.

Pour cela, des moyens de stockage massif devraient être développés rapidement. Si certains pays ont déjà pris les devants en investissant dans les batteries et les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), ce n’est pas le cas de la France. Aucun des grands scénarios établis pour l’avenir du mix électrique, que ce soit par l’ADEME ou le gestionnaire de réseau RTE, ne considère le stockage comme une pièce indispensable à la transition énergétique. Pourtant, le stockage participe à rendre le réseau électrique plus flexible

QUESTION : la vraie solution n’est-elle pas de limiter au maximum la production d’énergies intermittentes et aléatoires, plutôt que de chercher à tout prix (quoi qu’il en coûte) à stocker cette production ? Il n’y a pas de rupture technologique dans ce domaine. … Au final c’est toujours le consommateur ou le contribuable qui paie les solutions coûteuses et inefficaces.


JP Riou sur les montants énormes requis pour le développement des lignes et postes sources.

 

Une lettre de JL Butré et D de Pontfarcy à propos des avis de la MRAe  très importants pour les EP et qui manquent parfois!

MRAE à quoi ça sert? La FED le précise et pose des questions au Ministre

Pour diffusion immédiate

Urgence à résoudre les dysfonctionnements des missions régionales d’autorité environnementale concernant les projets éoliens

Paris, le 16 avril 2024 - Une lettre adressée à Monsieur Christophe Béchu, Ministre de la Transition écologique et de la Cohésion des territoires, met en lumière une situation critique concernant les missions régionales d’autorité environnementale (MRAE) sous son autorité, nécessitant une intervention immédiate.

Les MRAE jouent un rôle crucial dans l'évaluation des projets éoliens, impactant significativement l'environnement et la santé humaine. Cependant, ces organismes souffrent actuellement de graves dysfonctionnements, mettant en péril leur capacité à remplir leurs missions. Les conditions de travail des agents se détériorent rapidement, se traduisant par une augmentation alarmante d'absences d’avis dans les dossiers éoliens soumis à leur examen.

Cette situation compromet non seulement l'information du public, du commissaire enquêteur et de l’autorité administrative chargée des décisions finales sur les autorisations de projets, mais elle constitue également une violation flagrante du code de l'environnement. Plus de 15% des dossiers actuels, voire jusqu’à 30% dans certains départements comme la Vienne, ne sont pas examinés par les MRAE, ce qui entraînera inévitablement des recours devant la justice de la part des associations de protection de l'environnement.

Jean-Louis Butré, président de la Fédération Environnement Durable, déclare : "Nous refusons de tolérer cette négligence qui menace la protection de notre environnement et de notre santé. Nous demandons au Ministre de prendre des mesures immédiates pour corriger ces dysfonctionnements."

Il est impératif d'accorder sans délai aux MRAE les moyens nécessaires pour remplir pleinement leurs missions, conformément aux dispositions du décret du 20 août 2022 et de l’arrêté ministériel du 30 août 2022.

Les MRAE, créées par le décret 2015-1229 du 2 octobre 2015 et dont l'indépendance a été renforcée par le décret 2016-519 du 28 avril 2016, ont pour mission d'examiner tous les projets susceptibles d'avoir des incidences notables sur l'environnement ou la santé humaine.


 

Pour tous ceux qui ont des problèmes avec les prix de l'électricité: prix SPOT, prix à terme, tarif réglementé

... des explications très claires.

Dans la jungle des prix de l’électricité

22 avril 2024

Entre les prix à terme, les prix spot et les tarifs réglementés de l’électricité, il est difficile de s’y retrouver. D’autant plus que les administrations européenne et française ont créé au fil des années des systèmes d’une rare complexité dont les consommateurs sont rarement les bénéficiaires.

La hausse soudaine et spectaculaire des prix de marché de l’électricité en 2022 suivie en 2023 par une forte augmentation des tarifs réglementés, ont provoqué des polémiques sans fin. Elles ont surtout amené particuliers et entreprises à s’interroger sur la façon dont les prix de l’électricité sont établis en France comme en Europe. Le moins que l’on puisse dire est qu’il s’agit d’une question d’une rare complexité dans laquelle les administrations française et européenne ont rivalisé d’inventivité pour créer un système à la fois incompréhensible et souvent absurde.

Il faut ajouter à cela les simplifications, fantasmes et légendes urbaines qui se sont multipliés. Ainsi, combien d’experts autoproclamés ont expliqué doctement (mais faussement) que « les prix de l’électricité sont indexés sur ceux du gaz » pour expliquer leurs envolées parallèles en 2022 ? Les choses sont en fait bien plus compliquées… Il convient tout d’abord de savoir de quoi on parle. Il y a plusieurs prix de l’électricité. Les prix à terme que les entreprises négocient plusieurs années à l’avance. Les prix dits spots avec négociation la veille pour le lendemain et les fameux tarifs réglementés, encore très répandus pour les particuliers comme les petites entreprises.

Les prix à terme, une sécurité pour les grandes entreprises et les fournisseurs

Pour comprendre à quoi correspondent les prix à terme, il faut savoir qu’une grosse entreprise ou un fournisseur d’électricité cherchent à limiter leurs risques de marché, c’est-à-dire sécuriser leurs approvisionnements ou leurs ventes. Cela leur permet notamment de contrôler à l’avance leurs coûts et leurs chiffres d’affaires. Ils ont donc intérêt à anticiper les commandes.

Les gros consommateurs cherchent à acheter au meilleur prix un an, deux ans, voire plus à l’avance. Les enchères pour l’année 2028 ont par exemple même déjà été ouvertes par EDF afin d’écouler sa production sur le marché à terme.

Le prix de cette électricité est fixé par un système d’enchères. Le producteur place un certain volume en vente et négocient avec les acheteurs en fonction de l’estimation de leurs coûts de production et aussi d’une prime de risque. Cette dernière représente l’aléa de production. Les acheteurs vont jauger les capacités du producteur à tenir ses engagements et à livrer le volume choisi en temps et en heure. Plus le risque est limité, plus cette prime est faible.

C’est cette estimation du risque qui a en 2022, fait s’envoler les prix des livraisons à terme d’électricité. En pleine crise liée à l’arrêt en urgence d’une partie du parc de réacteurs nucléaires d’EDF à la suite de la découverte des problèmes dits de corrosion sous contrainte sur ses centrales nucléaires et en pleine sécheresse affectant la production de ses barrages, EDF a vu sa crédibilité remise en cause et les primes de risques se sont envolées à des niveaux inédits.

Depuis, la remontée de la production et la baisse de la consommation ont fait retomber l’évaluation du risque de manque de capacités de production et donc de fiabilité d’EDF à tenir ses engagements. Les prix ont baissé. Comme sur tout marché, ils dépendent de la rencontre entre l’offre et la demande. Si les volumes vendus sont inférieurs aux volumes que souhaitent acquérir les acheteurs, les prix augmentent. Et inversement. En 2022, la baisse de la production et l’anticipation d’une consommation qui tendait à rester identique ont entraîné une forte augmentation des prix.

Le prix spot ou le coût marginal

Le marché spot est par construction et définition beaucoup plus volatil. Les prix se négocient au jour le jour et au pas horaire, c’est-à-dire que chaque heure du lendemain a un prix potentiellement différent. Cette particularité fait qu’il est possible d’estimer très précisément la consommation et la production, heure par heure, rendant anecdotique les primes de risque.

La logique prépondérante est celle de la tarification marginale ou le coût de production de la dernière centrale appelée. Heure par heure, les vendeurs et acheteurs affinent leurs niveaux de production et dans une moindre mesure de consommation. C’est ce qui a permis à certains d’expliquer, notamment en 2022, que le prix de l’électricité est indexé sur celui du gaz. Ce qui est en général est faux, mais est parfois vrai.

Car le gaz n’est pas à proprement parler marginal. En tout cas en France, il ne correspond au dernier moyen de production d’électricité qu’une petite minorité du temps. Par ailleurs, le fonctionnement des prix spot est par nature erratique et ne concerne qu’une petite minorité des consommateurs. L’impact de l’offre et la demande conduit souvent à des prix « absurdes ». C’est ainsi que l’on voit de plus en plus régulièrement certaines heures à des prix nuls voire négatifs. En cause, la production erratique de certains moyens de production aléatoires et intermittents, c’est-à-dire non pilotable en fonction de la demande. Ainsi, une grosse production solaire ou éolienne à un moment de moindre consommation entraîne un phénomène de surproduction et une baisse ou un effondrement des prix au moment. Il devient même négatif quand le producteur paye pour se débarrasser de son surplus d’énergie. Les réseaux électriques doivent être en permanence équilibrés entre production et consommation. Ils sont mis en danger par la sous production et… la surproduction.

Ensuite, le calcul du prix marginal se fait selon la valeur d’usage. Combien vaut 1 kwh stocké dans un barrage ? Dans un moment de pic de consommation, vaut-il mieux lancer le turbinage d’une centrale hydroélectrique, ou démarrer une centrale thermique au gaz ? Ces arbitrages en fonction des stocks (d’eau ou de gaz), du profil de consommation, entraînent la définition de la fameuse valeur d’usage par le producteur et, en conséquence, la fixation du prix spot.

Tarifs réglementés, une invraisemblable usine à gaz

Mais ce qui intéresse le plus les consommateurs, notamment particuliers, c’est la tarification au détail et les tarifs réglementés. La façon dont ils sont déterminés est obscure pour la majorité des consommateurs. Car le prix de la fourniture d’électricité ne représente qu’une fraction du tarif réglementé, complété par le coût de l’acheminement de l’électricité (TURPE, CTA) et par la fiscalité (TICFE, TVA…).

D’autant plus que viennent s’ajouter à cela les usines à gaz créées par l’administration française pour donner satisfaction à Bruxelles et créer une soi-disant concurrence entre fournisseurs d’électricité sur le marché français. Il s’agit de la trop fameuse Arenh (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique). Ce système a consisté à créer une concurrence totalement artificielle sur la distribution de l’électricité en France dont le consommateur n’a jamais vraiment bénéficié et au seul détriment d’EDF. Depuis 2011, EDF est contraint de vendre une partie de son électricité nucléaire (100 TWh/an environ un tiers de la production) au prix cassé de 42 euros le MWh à ses concurrents fournisseurs alternatifs, qui devaient, en théorie, le répercuter sur les factures des consommateur…

Le tarif réglementé prend en compte évidemment le prix de l’Arenh (42€/MWh) et le prix du reste divisé entre une partie écrêtement et une autre provenant de la moyenne des prix de marché sur les 24 mois précédents…

Un effet retard

Tout cela revient à ce que le tarif final de l’électricité pour le consommateur soit peu sensible à la hausse et à la baisse des prix de gros et surtout avec un effet retard. L’inertie existe aussi bien à la hausse qu’à la baisse. Résultat, le tarif réglementé a augmenté tandis que les prix de marché étaient en train de baisserDifficile à expliquer et à accepter pour le consommateur.

Maintenant et pour finir sur une note optimiste, la part variable, calculée sur les moyennes des marchés des 24 derniers mois, va voir au cours de l’année 2024 l’effacement de l’année 2022, celle des records de hausse. Donc selon toutes vraisemblances, la part du tarif réglementé provenant de la fourniture de l’électricité va baisser dans les prochains mois. Le consommateur devrait en profiter, sauf si les taxes augmentent…

Philippe Thomazo

 

 

Transitions et Energies  évoquent les échecs d'investissement  européens pour l'innovation dans la transition énergétique et les raisons de ces échecs.

Les errements du fonds européen pour l’innovation doté de 40 milliards d’euros

17 avril 2024

6 min (durée de lecture) 

 

Cela devrait être un des éléments clés de la stratégie de transition énergétique européenne, le fameux nouveau pacte vert (Green new deal) cher à Ursula von der Leyen, la Présidente de la Commission européenne. Un fonds pour l’innovation doté de 40 milliards d’euros afin de soutenir et promouvoir les technologies de la décarbonation. Il est aussi devenu, plus récemment, un instrument pour empêcher les industriels européens de céder aux sirènes des subventions massives américaines résultant de la fameuse loi IRA (Inflation Reduction Act). Résultat depuis son lancement il y a quatre ans, une multitude d’investissements contestables et d’échecs… listés par l’agence Bloomberg…

La conception même de la stratégie de transition énergétique européenne est problématique. Une étude de l’Ifri (Institut français des relations internationales) publiée il y a quelques jours montrait qu’elle pouvait conduire à une désintégration de l’Union Européenne. Elle impose depuis plusieurs années un modèle, celui de l’Allemagne et du tout renouvelable, qui est en échec. Elle a choisi des technologies qui mettent en grand danger l’avenir et la compétitivité de l’industrie européenne, notamment les véhicules électriques à batteries, et apportent des gains limités en termes de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Elle rejette d’autres technologies, le nucléaire ou la capture du carbone, pour des raisons purement idéologiques. Et elle se donne des objectifs de décarbonation totalement irréalistes qui appauvrissent les populations et ont de sévères conséquences sociales et politiques.

L’exécution est aussi défaillante

Non seulement la conception et le modèle du nouveau pacte vert (New Green Deal) imposé par la Commission européenne sont plus que contestables, mais l’exécution même est défaillante. Un exemple édifiant est donné par le Fonds européen pour l’innovation lancé il y a quatre ans et doté de pas moins de 40 milliards d’euros. C’est un élément important du New Green Deal. Il a pour vocation de soutenir l’investissement dans les innovations technologiques permettant d’accélérer la décarbonation. Et c’est aussi devenu, plus récemment, un instrument visant à empêcher les industriels européens de céder aux sirènes des subventions massives américaines de la loi IRA (Inflation Reduction Act).

Ce fonds est d’autant plus indispensable que « jusqu’à aujourd’hui l’Europe décarbonise essentiellement en désindustrialisant » explique Ann Mettler, vice-présidente pour l’Europe de Breakthrough Energy, un consortium d’organisations à but non lucratif et de fonds de capital-risque soutenus par Bill Gates, qui investit dans les technologies vertes.

Problème, comme le souligne l’agence Bloomberg, le fonds pour l’innovation accumule les échecs. En investissement dans un fabricant de panneaux solaires qui licencie à tour de bras… dans un constructeur de batteries qui a finalement délaissé l’Europe pour aller chercher des subventions américaines… ou dans un projet d’hydrogène vert à l’arrêt faute d’électricité….

Les projets manufacturiers sont parmi ceux qui ont rencontré le plus de difficultés. Le fonds a versé au moins trois quarts de milliard d’euros à des fabricants, dont la moitié ont annoncé leur intention de fermer leurs portes, de licencier du personnel ou d’interrompre complètement les projets, selon une analyse des projets réalisée par Bloomberg Green.

L’irrésistible attrait des subventions américaines

Ainsi, Freyr Battery a obtenu une subvention de 100 millions d’euros pour son projet Giga Arctic en Norvège. Mais la société a changé d’avis et annoncé à la fin de l’année dernière qu’elle limitait les investissements dans ce projet afin de concentrer ses moyens sur son développement aux États-Unis.

Parmi les subventions les plus importantes accordées à ce jour, il y a celles apportées au fabricant suisse de panneaux solaires Meyer Burger Technology. Il a reçu 200 millions d’euros pour construire de nouveaux sites de production en Allemagne et en Espagne. Mais confrontée à une concurrence chinoise contre laquelle elle ne peut lutter, l’entreprise a annoncé son intention de fermer un site de production en Allemagne et de réorienter ses activités… aux États-Unis. Il faut dire que l’UE a délibérément choisi de sacrifier ce qu’il reste d’industrie solaire en Europe pour pouvoir s’équiper avec des panneaux chinois à prix cassés.

On en voit les conséquences avec un autre fabricant d’équipements solaires, le Suédois Midsummer. Il s’est vu attribuer plus de 30 millions d’euros pour une initiative connue sous le nom de projet DAWN, visant à construire une usine qui produira un panneau solaire fin et léger pour les toits. Mais l’entreprise est contrainte de tout arrêter, de licencier et réduire ses coûts de fonctionnement par tous les moyens après avoir enregistré l’an dernier une perte de plus de 200 millions de couronnes suédoises (plus de 17 millions d’euros).

Le solaire et aussi l’hydrogèneIl n’y a pas que le solaire à connaître des difficultés, c’est aussi le cas de la filière hydrogène naissante. Des milliards d’euros ont beau être promis aux acteurs industriels, les projets sont difficiles à concrétiser. La filière est confrontée à la difficulté de construire un écosystème associant la production d’hydrogène vert ou décarboné à des coûts acceptables et des acheteurs et utilisateurs dans l’industrie et les transports de ce combustible.

Les projets liés à la production et l’utilisation d’hydrogène décarboné représentent plus d’un quart des sommes allouées par le Fonds pour l’innovation. Mais la technologie ne s’avère pas aussi facile à développer et compétitive qu’on pouvait l’espérer. C’est le cas, par exemple, d’un projet de l’entreprise allemande de services collectifs Uniper visant à produire de l’hydrogène vert sur un site situé à Rotterdam aux Pays-Bas. L’emplacement est idéal, proche des principaux utilisateurs industriels et situé directement sur la côte, ce qui lui donne un accès facile à l’électricité décarbonée provenant des parcs éoliens marin de la mer du Nord.

Mais la flambée des coûts de l’électricité, de la main-d’œuvre et des coûts de financement au cours des dernières années a rendu l’hydrogène vert encore plus cher, ce qui a découragé bon nombre de clients industriels potentiels. Uniper s’est également trouvé dans l’impossibilité de signer un contrat garantissant la fourniture d’électricité avec un nouveau parc éolien marin afin de répondre aux exigences du Fonds pour l’innovation. Uniper a finalement remboursé la subvention reçue. C’est aussi le cas pour un projet visant à associer la production d’hydrogène au Portugal, via un parc solaire, à une demande industrielle en Europe du Nord. Le transport de l’hydrogène était bien trop coûteux.

Autre échec, celui du groupe allemand Iqony qui a reçu 49 millions d’euros pour construire une installation près de Düsseldorf produisant de l’hydrogène en utilisant l’électricité d’un parc éolien en mer du Nord. Elle est confrontée aux mêmes problèmes qu’Uniper. Il lui est impossible de signer un contrat avec un parc éolien lui garantissant la fourniture d’électricité décarbonée.

Ces exemples d’échecs ne veulent pas dire qu’il ne faut pas financer l’innovation pour décarboner les activités industrielles et les transports et que les subventions ne sont pas indispensables pour permettre aux nouvelles filières de devenir compétitives. Mais cela signifie qu’il s’agit de processus longs et qui ne se décrètent pas par une administration. Les choix des technologies et des modèles économiques ne peuvent pas être laissés à des technocrates qui prennent des décisions politiques voire idéologiques et n’ont souvent aucun sens des réalités industrielles.

 

Mensonge d'Etat en Allemagne, les mines de lignite à ciel ouvert dégagent 184 fois plus de méthane qu'annoncé!!

Les émissions cachées des mines de charbon allemandes

15 avril 2024

4 min (durée de lecture)

 

Il n’y a pas que les centrales thermiques, au gaz, au charbon et au fioul qui émettent des gaz à effet de serre. L’exploitation d’un puits de pétrole, d’un gisement de gaz naturel ou d’une mine de charbon rejette des quantités considérables de méthane dans l’atmosphère. Il était plus que temps de commencer à s’en préoccuper comme vient de le faire le Parlement européen. Hasard du calendrier, au même moment ou presque une étude conjointe de la Deutsche Umwelthilfe (Agence allemande de protection de l’environnement) et de l’institut Ember Climate dénonce un véritable mensonge d’Etat en Allemagne sur les émissions des mines de lignite.

Les centrales thermiques fossiles, au charbon, au gaz naturel et au fioul, sont souvent – et à raison – montrées du doigt pour leurs émissions de gaz à effet de serre lorsqu’elles sont en fonctionnement. Mais ce mode de calcul possède un certain nombre d’angles morts. L’un d’eux est la non-comptabilisation des émissions issues de l’extraction des combustibles fossiles.

L’exploitation d’un puits de pétrole, d’un gisement de gaz naturel comme d’une mine de charbon entraîne un certain nombre de rejets non valorisables. Et notamment, dans le cas du charbon et du gaz natureldu méthane (CH4) qui a un effet de réchauffement 86 fois supérieur (sur 20 ans) à celui du dioxyde de carbone (CO2). Environ un quart du changement climatique d’origine humaine proviendrait des émissions de méthane…

Nouvelle réglementation européenne

Pourtant, ces émissions ont très longtemps été passées sous silence. Et avant le 10 avril dernier, il n’existait aucune réglementation pour les encadrer à l’échelle de l’Union Européenne (UE). C’est désormais chose faite. La semaine dernière, les eurodéputés ont validé un texte visant à réduire de 30% d’ici 2030 les émissions de méthane des puits d’hydrocarbure où des mines de charbon. Il prévoit notamment dans un premier temps une obligation de mise en place de mécanismes de mesures et détections des fuites de méthane ainsi qu’une obligation de déclaration des niveaux mesurés.

Car aujourd’hui, c’est le grand flou. Si des observations satellites permettent d’avoir des estimations précises à l’échelle continentale, il n’existe pas de comptabilité fiable et régulièrement mise à jour de ces émissions.

Mensonge d’Etat en Allemagne

Cette nouvelle réglementation européenne qui prendra effet dans quelques mois pourrait avoir un impact important… notamment en Allemagne. Car hasard du calendrier, une étude conjointe de la Deutsche Umwelthilfe (DUH), l’Agence allemande de protection de l’environnement, et de l’institut Ember Climate vient de jeter un pavé dans la mare sur la politique énergétique allemande.

Selon cette analyse, les émissions de méthane provenant des mines de lignite à ciel ouvert allemandes sont sous-estimées. Et pas d’un peu, mais d’un facteur… 184. Des conclusions qui remettent fortement en cause les chiffres officiels de l’Agence fédérale de l’environnement. En 2022, la production allemande de lignite représentait 44% de la production totale de ce combustible dans l’UE. Et selon les chiffres officiels allemands, la production allemande de lignite émettait à quantité équivalente de 40 à 100 fois moins de méthane que celle de la Pologne !

Le lignite ou charbon marron de mauvaise qualité est en outre l’une des sources d’énergie fossile qui émet le plus de CO2, plus même que le charbon classique anthracite. Produire un mégawatt heure dans une centrale à charbon fonctionnant au lignite revient à émettre 363,6 kilos de CO2 selon les chiffres du GIEC. L’an dernier, le charbon a représenté au total 26,3% de la production électrique allemande et le lignite en a assuré à lui seul 17,4%…

23 millions de tonnes d’équivalent CO2 émis chaque année par le secteur charbonnier allemand

Pour en revenir aux émissions de méthane, réelles ou officielles, comment est-il possible de passer de 1.390 tonnes (chiffres officiels) à 256.000 tonnes (nouveau chiffre du DUH) ? Il apparaît que les chiffres de l’agence fédérale se basent sur des données issues de Rheinbraun AG, une filiale de l’exploitant RWE, et qu’ils s’appuient sur des données collectées … il y a une quarantaine d’années. Et sont, de facto, totalement obsolètes.

Si ces chiffres sont avérés, ce sont ainsi pas moins de 23 millions de tonnes d’équivalent CO2 qui sont émis par le secteur charbonnier allemand, en amont des centrales thermiques. Un chiffre faramineux, équivalent au double des émissions de l’ensemble du secteur aérien français, vols internationaux inclus.

Des émissions toujours intenses sur les anciens sites d’extraction

Les obligations nées de la nouvelle réglementation européenne pourraient donc coûter extrêmement cher au pays. L’achat de droits à émettre en conséquence représenterait ainsi 1,4 milliards d’euros par an. La nécessité de disposer de mesures et d’un suivi précis qui n’est aujourd’hui absolument pas mis en place, reviendrait lui à des dizaines de millions d’euros.

Mais le plus inquiétant est que les analyses satellites montrent des émissions toujours intenses sur les anciens sites d’extraction. Or, la seule stratégie affichée par le gouvernement allemand étant d’arrêter l’exploitation, ces nouvelles données démontrent que ça ne sera pas suffisant.

 


Un mystère à élucider ... Non, finalement on ne sait pas tout, comme parfois  certains l'affirment.  Proverbe:  Le doute est la clé de toute connaissance

 

Quelques brèves

BREVES 16-4-24

Les finances publiques confrontées aux prix bas de l'électricité

GREEN UNIVERS Extrait le 8-4-24Un autre week-end de prix nuls ou négatifs vient de se conclure sur les marchés européens de l’électricité. En France, les prix sont remontés au-dessus de zéro seulement après 18h le samedi et après 16h le dimanche, avec une pointe négative à -19,25 €/MWh pendant l’après-midi. L’éolien a été à nouveau contraint de limiter fortement sa production

En Écosse, environ 16 millions d'arbres abattus pour la construction de parcs éoliens :Extrait France Soir 8/8/23Près de 7900 hectares d’arbres abattus

Le nombre quotidien d’arbres coupés pendant cette période est ainsi estimé, selon la même responsable, à 1.700 par jour. Depuis l’an 2000, c’est l’équivalent de près de 7.900 hectares d’arbres abattus, avec une moyenne de 2.000 arbres par hectare. "Cela donne un total estimé de 15,7 millions d'arbres qui ont été coupés afin de faciliter le développement des parcs éoliens"….

Un bel exemple du respect de la nature !

Nouvelle feuille de route énergétique de la France : la loi enterrée, le grand public appelé à définir « les chemins » possibles

La nouvelle stratégie énergétique de la France ne fera pas l'objet d'un débat parlementaire, comme initialement envisagé. Après de longs mois de flottement, le gouvernement a annoncé ce jeudi vouloir adopter sa feuille de route énergétique par décret d'ici la fin de l'année, après avoir consulté les FRançais

11 Avr 2024, 15:56 LA TRIBUNE Extrait

« Ce n'est pas une surprise, mais cela reste une déception », réagit Jules Nyssen, le président du Syndicat des énergies renouvelables (SER). Après des mois de tergiversation et de reports, le gouvernement a enfin fait le choix qu'il n'osait assumer publiquement : opter pour la voie réglementaire, afin de définir la feuille de route énergétique de la France pour les horizons 2030 et 2035, à travers la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE).

Et ce, afin d'éviter un débat parlementaire trop risqué dans le cadre d'une majorité relative à l'Assemblée nationale, où la droite et la gauche s'écharpent sur le développement des énergies renouvelables et celui du nucléaire.

Les grandes orientations de la PPE ne seront donc pas gravées dans la loi, comme l'exige pourtant le Code de l'énergie. Pour des enjeux de « rapidité et de visibilité », la voie réglementaire nous semble « être le meilleur levier », s'est contenté de justifier à plusieurs reprises à la presse l'entourage du ministre de l'Energie, Roland Lescure. Lequel table sur une publication du décret d'application de la PPE avant la fin de l'année.

« Un prochain gouvernement pourra d'une simple signature modifier complètement les engagements climatiques et énergétiques de la France, créant une instabilité totale à l'opposé de l'esprit de planification », déplore Nicolas Nace, chargé de campagne Transition énergétique au sein de l'ONG anti-nucléaire Greenpeace France.

LM Wind Power. Ce que l'on sait sur la situation de l'usine de pales d'éoliennes à Cherbourg (Extrait)

Alors que LM Wind Power, fabricant de pales d'éoliennes, a annoncé une restructuration au niveau mondial, comment se porte l'entreprise basée à Cherbourg-en-Cotentin (Manche) ?

Moins d’une dizaine de suppressions d’emploi serait programmée chez le constructeur de pales d’éoliennes offshore LM Wind Power à Cherbourg-en-Cotentin (Manche

Par Chrismaël MarchandPublié le 16 Avr 24 à 7:18  

Depuis plusieurs semaines, des rumeurs courent sur l’état de santé de l’entreprise LM Wind Power, propriété de GE Vernova. Le constructeur de pales d’éoliennes offshore connaît, en effet, des difficultés au niveau mondial.

La rentabilité du turbinier éolien Goldwind se dégrade en 2023

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16 avril 2024 Extraiy Green Univers

Tout n’est pas rose chez le plus grand fabricant mondial de turbines, le chinois Goldwind. Pour l’année 2023, son chiffre d’affaires a progressé de 46,4 Mds RMB (6 Mds€) à 50,4 Mds RMB (6,5 Mds€) mais le résultat net baisse, passant de 2,4 Mds RMB (0,31 Md€) à 1,5 Mds RMB (0,19 Md€).



 Photovoltaïque : Systovi échoue à trouver un repreneur

Extrait Green Univers le 17/04/24

L’aventure de Systovi s’arrête là.

Le fabricant français de panneaux solaires, après une “recherche intensive” pour trouver un repreneur, cesse ses activités de conception, production et commercialisation basées à Carquefou (Loire-Atlantique). “Malgré de très nombreux contacts ayant manifesté un intérêt pour Systovi, aucun n’a concrétisé d’offre”, se désole dans un communiqué le directeur général, Paul Toulouse.

 

Comment EDF veut pousser Total Energies à financer son parc nucléaire

Total Energies financera-t-il une partie du parc nucléaire d’EDF ? Il y a quelques jours, le ministre de l’Economie, Bruno Le Maire, a incité la major pétrogazière à investir dans les réacteurs. Mais concrètement, comment pourrait-il procéder ? Afin d’y voir plus clair, la Tribune vous explique le nouveau mécanisme dégainé par EDF pour permettre ce type de partenariat avec différents industriels : les contrats d’allocation de production nucléaire.

 

15 Avr 2024, 6:09

Le 4 avril dernier, la phrase avait fait couler de l'encre : « Nous ne voyons que des avantages à ce que Total participe, sous une forme ou sous une autre, à l'investissement dans les réacteurs nucléaires », avait déclaré le ministre de l'Economie et des Finances, Bruno Le Maire, devant la commission sur les obligations climatiques de TotalEnergies en France. De quoi en rajouter une couche, alors que le patron de la multinationale, Patrick Pouyanné, avait lui-même « proposé un appui financier à la relance du nucléaire » dans l'Hexagone lors du Forum de Davos, le 19 janvier dernier.

 

Fabien Bouglé (@FabienBougle) a posté à 2:44 PM on jeu., avr. 18, 2024 :Excellente intervention de @fxbellamy qui est probablement un des seuls élus @lesRepublicains à avoir compris les alertes que les spécialistes émettent sur le sujet depuis plus de 10 ans.https://t.co/rwUYmTpVP0(https://x.com/FabienBougle/status/1780940404180799873?t=U4nvDv0Y7qdsYgqpwWKPvA&s=03) 

 

Eolien en mer : des objectifs difficiles à tenir sans turbines étrangères

 

 Jacopo Landi Extrait GREEN UNIVERS

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19 avril 2024

Dans l’éolien en mer, “l’Europe ne pourra pas atteindre ses objectifs dans les délais fixés sans s’ouvrir davantage aux turbines produites hors de son sol”, argumente Alexander Fløtre, directeur de l’éolien en mer pour le cabinet d’études Rystad lors d’un webinaire consacré aux énergies renouvelables. 

Eolien flottant : EDF, Engie et Qair demandent une rallonge à l'Etat pour les fermes pilotes Dans une lettre adressée aux pouvoirs publics, les porteurs des projets pilotes prévus dans l'éolien flottant en Méditerranée demandent de revoir d'urgence les tarifs de rachat de l'électricité négociés avec les pouvoirs publics.

Par Sharon Wajsbrot EXTRAIT LES ECHOS

Publié le 21 avr. 2024 à 15:06Mis à jour le 21 avr. 2024 à 16:34

Réservé à nos abonnés

Jusqu'ici immunisée face aux difficultés de l'éolien en mer, victime de surcoûts en cascade, la France est en passe d'être rattrapée par le phénomène. Selon nos informations, les trois porteurs de projets pilotes, qui doivent mettre en mer les premières éoliennes flottantes françaises, EDF, Engie et le développeur éolien Qair ont tiré la sonnette d'alarme dans un courrier adressé aux pouvoirs publics, fin février.

Pointant des surcoûts majeurs subis par leurs fournisseurs qui leur sont répercutés, les porteurs de projets demandent en « urgence » à l'Etat de leur « accorder une nécessaire indexation de leur tarif d'achat d'électricité » pour compenser l'envolée de leurs coûts, une mesure jugée indispensable pour « sauver la filière ».

 

Actuellement la CRE prévoit un prix d’achat de l’électricité produite par l’éolien offshore à 187, 9 € le MWh en 2024 (délibération juillet 2023). Jusqu’où ira la largesse de l’Etat ?... Comme chacun sait, le vent est gratuit, mais comme l’électricité éolienne et solaire est prioritaire sur le réseau… le développement de l’éolien offshore déclenchera un peu plus souvent la fermeture ou la baisse de production de nos centrales nucléaires au détriment de leur rentabilité.

Qui paiera l’addition ?...


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